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Valdés presentó en New York el gasoducto Chaco–Santa Catalina como carta política y productiva en la agenda internacional

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El gobernador de Corrientes, Juan Pablo Valdés, cerró el jueves (12/03) su participación en la Argentina Week en Nueva York con una apuesta clara: colocar al gasoducto Chaco–Santa Catalina en el centro del mapa de inversiones para el nordeste argentino. Durante un panel de gobernadores realizado en el marco del encuentro, el mandatario provincial presentó la obra energética como una infraestructura capaz de redefinir el perfil productivo de la región y abrir nuevas oportunidades industriales.

La intervención funcionó, además, como el punto final de su gira en Estados Unidos. En un foro orientado a vincular a dirigentes provinciales con inversores y actores del sistema financiero internacional, Valdés eligió subrayar un mensaje político y económico concreto: la disponibilidad de gas natural podría transformar el escenario energético de Corrientes y generar condiciones para atraer capital productivo.

La pregunta que sobrevuela ese planteo es evidente. ¿Se trata simplemente de un proyecto de infraestructura o del intento de posicionar a Corrientes como un nodo energético en el nordeste, capaz de alterar la dinámica productiva regional?

Infraestructura energética y estrategia de desarrollo

En su exposición, Valdés explicó que la construcción del gasoducto Chaco–Santa Catalina tendría efectos directos sobre varios sectores de la economía provincial. Según detalló, la llegada del gas natural permitiría ampliar la capacidad productiva en áreas vinculadas a la logística, la industria química y el sector alimentario.

El planteo apunta a una ecuación clásica en la política económica regional: energía más accesible como motor para atraer inversiones. En ese marco, el gobernador sostuvo que la obra podría facilitar además la exportación de productos agroindustriales deshidratados, un segmento donde el acceso a energía competitiva suele ser un factor decisivo para la industrialización local.

Durante el panel también proyectó un horizonte más amplio. La infraestructura energética —según indicó— abriría la puerta al desarrollo de nuevos modelos de negocios vinculados al gas, como plantas de GNL o GNC.

El argumento se articula con una narrativa de desarrollo basada en infraestructura estratégica. En esa lógica, el gasoducto aparece no solo como una obra energética sino como una plataforma para reconfigurar cadenas productivas.

Energía, inversiones y posicionamiento regional

El mensaje del gobernador estuvo acompañado por una cifra que dimensiona el alcance del proyecto. De acuerdo con su exposición, el gas natural beneficiaría a más de 2,6 millones de personas en Corrientes y Misiones, con energía “más competitiva y limpia”.

En términos económicos, el planteo vincula tres variables: reducción de costos productivos, mayor eficiencia energética y menor impacto ambiental. Esa combinación suele ser central en los discursos dirigidos a potenciales inversores internacionales.

En ese sentido, Valdés enfatizó la necesidad de consolidar condiciones institucionales que respalden la llegada de capital. “Con reglas claras y un marco legal que promueve inversiones, Corrientes puede consolidarse como un nodo energético del NEA”, afirmó durante su intervención.

La estrategia se inscribe en una dinámica más amplia donde las provincias buscan posicionarse en el escenario internacional para captar proyectos productivos. En ese terreno, las obras de infraestructura energética funcionan como una carta de negociación política y económica.

Un proyecto que abre expectativas y desafíos

El cierre de la participación correntina en la Argentina Week dejó instalado un eje claro: la infraestructura energética como palanca de desarrollo regional.

Si el gasoducto Chaco–Santa Catalina avanza según lo proyectado, el impacto podría extenderse más allá del suministro energético. El acceso al gas natural podría modificar costos industriales, habilitar nuevas actividades productivas y generar un entorno más atractivo para inversiones.

Sin embargo, el escenario todavía depende de múltiples variables: la concreción de la obra, la capacidad de transformar disponibilidad energética en proyectos industriales concretos y la coordinación regional para aprovechar esa infraestructura.

Por ahora, la apuesta política quedó planteada en un escenario internacional. El desafío comenzará cuando ese proyecto de desarrollo tenga que traducirse en inversiones, producción y empleo dentro del territorio.

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El Gobierno activa subas en gas, luz y combustibles y recalibra el esquema tarifario en marzo

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Marzo comienza con una señal clara del Ejecutivo: la normalización tarifaria sigue en marcha. El Gobierno nacional autorizó nuevos aumentos en gas natural, electricidad y combustibles que impactan desde el 1° de marzo y que, en el caso de los carburantes, se traducen en subas de entre 1% y 1,2% por la aplicación parcial del Impuesto a los Combustibles Líquidos, postergado desde principios de 2024. En paralelo, el Ente Nacional Regulador del Gas habilitó incrementos en los cargos del sistema —con alzas del 8% en transporte, desplazamiento e intercambio— y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad aprobó subas de hasta 2,43% en el Costo Propio de Distribución.

El movimiento no es aislado. Forma parte de una estrategia que combina reducción de subsidios, recomposición de ingresos en las empresas reguladas y dosificación del impacto inflacionario. La clave política está en ese equilibrio: sostener el sendero de corrección de precios relativos sin detonar una nueva espiral en un insumo transversal a toda la economía.

Regulación y discrecionalidad: cómo se arma la nueva factura

En gas, el aval del Ente Nacional Regulador del Gas permitió a las distribuidoras trasladar mayores costos al usuario final. Los cargos del sistema suben 8%, aunque el efecto en la boleta no es lineal. Depende del área de concesión, de los cuadros tarifarios vigentes y de los beneficios aplicables. En la zona núcleo el impacto es mayor; en áreas frías, más acotado.

En electricidad, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad autorizó hasta 2,43% de aumento en el Costo Propio de Distribución. Ese componente es solo una parte de la factura, que también incluye el precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, subsidios, bonificaciones e impuestos locales. Por eso el traslado al usuario será dispar según zona y categoría.

El caso de los combustibles tiene otra lógica. El Gobierno habilitó una porción del impuesto específico, que había sido diferido desde 2024. Aunque el tributo se fija en valores nominales, el impacto final se traduce en un aumento de entre 1% y 1,2%, al que se suman las remarcaciones que definan las petroleras. Desde la desregulación del mercado en 2024, los precios se mueven con mayor libertad y el Ejecutivo dejó de exigir informes públicos sobre actualizaciones. El resultado fue un 2024 con aumentos en 11 de 12 meses y un alza acumulada superior al 42%, por encima de la inflación anual informada por el Indec.

La dosificación impositiva revela la tensión central: recomponer recaudación sin trasladar de una sola vez el peso tributario al surtidor. Es una decisión fiscal con lectura macroeconómica.

Costos, salarios y consumo bajo presión

El encadenamiento es evidente. Energía y combustibles son insumos difundidos. Afectan transporte, producción industrial, logística y servicios. Cada ajuste impacta de manera directa en el gasto fijo de los hogares y de forma indirecta en la estructura de costos del sector productivo.

Según el Observatorio de Tarifas del IIEP (UBA-CONICET), en 2025 los servicios públicos acumularon actualizaciones promedio de hasta 30%, un ritmo menor al shock de 2024 pero alineado con la inflación anual. El peso estimado de estos gastos ronda el 20% del ingreso mensual de los hogares, en un contexto de cuatro meses consecutivos sin mejora del salario real según el Indec.

Para las empresas energéticas y distribuidoras, la señal es de continuidad regulatoria. El esquema busca garantizar ingresos operativos y previsibilidad en la inversión. Para los consumidores, el efecto es más inmediato: mayor proporción del ingreso destinada a tarifas y combustibles, con menor margen para consumo discrecional.

El Gobierno intenta evitar un salto brusco que reavive expectativas inflacionarias. Sin embargo, la suma de ajustes parciales termina configurando una presión acumulativa. No es un shock único; es una secuencia.

Señales al mercado y clima político

La decisión consolida el rumbo de corrección tarifaria iniciado el año pasado. No hay congelamientos ni interrupciones en el proceso de recomposición de precios relativos. El Ejecutivo muestra coherencia con su política de reducción de subsidios y desregulación, pero también administra tiempos y porcentajes para evitar desbordes macroeconómicos.

El mensaje al mercado energético es de previsibilidad. El mensaje a los hogares es más complejo: la normalización continúa en un escenario donde el poder adquisitivo todavía no acompaña. Esa tensión define el clima económico del primer trimestre.

Marzo abre con tarifas en alza y con un esquema que combina regulación, impuestos y mercado. El impacto pleno se medirá en las próximas mediciones de inflación y en la dinámica del consumo. Por ahora, el ajuste avanza por tramos.

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Tarifas de energía: el Gobierno avanza con la reducción de subsidios y nuevos aumentos desde febrero

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Las tarifas de los servicios públicos registrarán nuevos aumentos a partir del 1º de febrero de 2026, como resultado de una serie de medidas adoptadas por el Gobierno nacional para avanzar en la reducción de subsidios y sostener el esquema de actualización de precios del sector energético. El ajuste más significativo se verificará en el gas natural, con una suba promedio del 16,86% en todo el país, mientras que en el caso de la energía eléctrica el incremento autorizado será del 2,55% en Misiones, según lo dispuesto por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para la empresa LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL LITORAL SOCIEDAD ANÓNIMA (LITSA).

Las decisiones se formalizaron a través de la Resolución ENRE 38/2026, publicada en el Boletín Oficial el 30 de enero, y se inscriben en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada sucesivamente hasta el 9 de julio de 2026.

Gas natural: suba promedio del 16,86% y cambios en el esquema de precios

El aumento más relevante se producirá en la tarifa de gas, que registrará un incremento promedio del 16,86% como consecuencia de la combinación de varios factores regulatorios y económicos. Entre los motivos del ajuste se encuentran la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria, el aumento mensual por fórmula de actualización basada en el IPIM y el IPC para evitar el deterioro real de las tarifas, la aplicación del nuevo esquema de subsidios SEF y la implementación de un precio de gas unificado y fijo para todo el año.

Según explicaron desde el Gobierno nacional, este último punto genera un salto tarifario puntual en febrero, pero se aplica en un mes de bajo consumo. En ese sentido, la interpretación oficial sostiene que “se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio”, y que de esta manera “se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”.

El enfoque apunta a reducir la volatilidad estacional del costo del servicio y a profundizar el proceso de corrección de los precios relativos de la economía, en línea con los objetivos planteados por el Ministerio de Economía en el marco de la emergencia energética.

Electricidad en Misiones: ajuste del 2,55% para LITSA

En el caso de la energía eléctrica, el incremento autorizado será del 2,55% en Misiones, correspondiente al segmento de transporte bajo jurisdicción federal. El ajuste fue aprobado por el ENRE mediante la Resolución 38/2026 y alcanza a LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL LITORAL SOCIEDAD ANÓNIMA (LITSA), en su carácter de transportista independiente.

El aumento surge de la aplicación del mecanismo de actualización de la remuneración aprobado por el ENRE en la Resolución 320/2025, rectificada por la Resolución 591/2025, que establece una fórmula de ajuste basada en la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y del Índice de Precios al Consumidor (IPC) publicados por el INDEC.

Para diciembre de 2025, el IPIM registró una variación del 2,40% y el IPC del 2,85%. Dadas las ponderaciones definidas en el esquema regulatorio —67% IPIM y 33% IPC—, el porcentaje de actualización resultante fue del 2,55%, con vigencia a partir del 1 de febrero de 2026.

El objetivo explícito del mecanismo es que la remuneración de las transportistas se mantenga en términos reales durante todo el período tarifario de cinco años, conforme a lo establecido en el marco de la Revisión Quinquenal Tarifaria.

Marco normativo, fundamentos y alcance institucional

La resolución del ENRE se apoya en una extensa base normativa, que incluye la Ley 24.065 de Energía Eléctrica, la Ley 27.742, el Decreto 55/2023 que declaró la emergencia energética, sus prórrogas posteriores, y las instrucciones impartidas por el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía mediante notas fechadas el 26 de enero de 2026.

En ese contexto, el organismo regulador aprobó los valores horarios a aplicar al equipamiento regulado de LITSA, detallados en el anexo de la resolución, que incluyen remuneraciones por conexión y por capacidad de transporte, con montos expresados en pesos por hora según nivel de tensión y tipo de equipamiento.

La medida fue notificada a las principales asociaciones del sector eléctrico y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), y forma parte del proceso más amplio de actualización tarifaria que el Gobierno impulsa para reducir subsidios, ordenar las cuentas públicas y garantizar la sostenibilidad del sistema energético.

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El Gobierno prorrogó la emergencia energética hasta fines de 2027 y fijó un precio tope al GNL para los próximos inviernos

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El Poder Ejecutivo extendió la emergencia del Sector Energético Nacional en los segmentos de transporte y distribución de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2027 y estableció un régimen transitorio de precio máximo para la comercialización interna del Gas Natural Licuado (GNL) durante los próximos dos inviernos. La decisión fue formalizada mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, publicado en el Boletín Oficial el 27 de enero de 2026, y responde a la persistencia de restricciones estructurales en la infraestructura de transporte de gas, que obligan a sostener importaciones para garantizar el abastecimiento invernal.

El decreto reconoce que las obras de ampliación de capacidad de transporte recién entrarían en operación en el invierno de 2027, lo que mantiene vigente un escenario de vulnerabilidad energética. En ese marco, el Ejecutivo avanzó con una redefinición del esquema de importación y comercialización de GNL, con el objetivo de asegurar suministro, reducir costos y limitar riesgos derivados de una situación de hecho monopólica en la regasificación.

Emergencia energética: fundamentos técnicos y prórroga hasta 2027

La medida prorroga la emergencia declarada originalmente por el Decreto 55/2023, luego extendida por los Decretos 1023/2024 y 370/2025, y se apoya en el marco normativo de las Leyes 17.319 (Hidrocarburos), 24.076 (Gas Natural, T.O. 2025) y 27.742 (Ley de Bases). El DNU detalla que persisten las causas estructurales que motivaron la emergencia: insuficiente capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina hacia los grandes centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires y el Litoral, especialmente en los picos de demanda invernal.

El texto subraya que, sin el aporte de GNL importado, la demanda residencial y el funcionamiento de las centrales térmicas quedarían insatisfechos en los días más fríos. En consecuencia, la importación de GNL continúa siendo “crítica” para: asegurar el abastecimiento ininterrumpible, sustituir combustibles líquidos en generación eléctrica, atender restricciones operativas, fortalecer un mercado de gas de invierno y cumplir los objetivos del artículo 2° de la Ley 24.076.

El decreto también reconoce que la falta de inversión acumulada durante años —atribuida a señales tarifarias insuficientes— demoró las expansiones necesarias del sistema de transporte de gas y electricidad, cuyos proyectos aún requieren tiempo para completarse.

GNL: nuevo esquema, precio máximo y rol del sector privado

Uno de los ejes centrales del DNU 49/2026 es la redefinición del esquema de importación y comercialización del GNL. Hasta ahora, Energía Argentina Sociedad Anónima actuó como único importador para abastecer el mercado interno en invierno. Según el decreto, esa intervención estatal no logró los resultados esperados, implicó “erogaciones de mucha envergadura” y no se tradujo en mejoras del sistema de transporte.

En línea con las modificaciones introducidas por la Ley 27.742, el Ejecutivo busca reducir la intervención directa del Estado y promover un esquema de comercialización privada, aunque bajo control y supervisión de la Secretaría de Energía, el Ministerio de Economía y el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), hasta tanto entre en funciones el ente unificado de gas y electricidad.

El decreto dispone que la Secretaría de Energía adopte las medidas necesarias para permitir el acceso de importadores privados a la infraestructura de regasificación existente. Actualmente, solo se encuentra operativa la terminal de Escobar, mientras que la de Bahía Blanca, inaugurada en 2008, no está en funcionamiento. La norma enfatiza que, por razones técnicas y de seguridad, el acceso a la terminal debe ser unificado y coordinado, para evitar conflictos logísticos, riesgos operativos y demoras ante emergencias.

En este contexto, el Artículo 2° del decreto establece un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para los dos próximos períodos invernales. Ese precio no podrá superar un marcador internacional que determine la Secretaría de Energía, más un valor adicional —en dólares por millón de BTU— destinado a cubrir costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto hasta el punto de entrega en Los Cardales, provincia de Buenos Aires.

El valor adicional será definido a partir de un procedimiento competitivo de selección de un único comercializador privado. Si ese proceso fracasa, Energía Argentina S.A. volverá a asumir la importación, regasificación y venta del GNL en el mercado interno.

Impacto económico, regulatorio y próximos escenarios

La prórroga de la emergencia hasta fines de 2027 consolida un marco excepcional que habilita decisiones rápidas en un sector clave para la macroeconomía y el abastecimiento energético. En términos económicos, el establecimiento de un precio máximo al GNL busca evitar trasladar al mercado interno los efectos de la volatilidad internacional y de una estructura de oferta concentrada, con impacto directo sobre tarifas, costos de generación eléctrica y actividad industrial.

Desde el punto de vista institucional, el uso del DNU se justifica en la “urgencia temporal” ante la inminencia del invierno de 2026 y la imposibilidad de seguir los trámites legislativos ordinarios, conforme al artículo 99, inciso 3, de la Constitución Nacional. El decreto deberá ahora ser analizado por la Comisión Bicameral Permanente, según lo establece la Ley 26.122, que regula el control parlamentario de los decretos de necesidad y urgencia.

En el corto plazo, el foco estará puesto en la reglamentación que dicte la Secretaría de Energía, en el proceso de selección del comercializador privado y en la definición del marcador internacional de referencia. En el mediano plazo, el horizonte sigue atado a la concreción de las obras de transporte que permitan reducir la dependencia del GNL importado y cerrar definitivamente el capítulo de la emergencia energética.

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El Gobierno ajusta el Plan Gas.Ar para aplicar subsidios focalizados y anualizar el precio del gas

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El Gobierno redefine el Plan Gas.Ar para aplicar subsidios energéticos focalizados y suavizar el impacto estacional del precio del gas

El Poder Ejecutivo Nacional modificó el Plan Gas.Ar 2023-2028 mediante el Decreto 26/2026, publicado el 26 de enero de 2026, con el objetivo de adecuar el esquema de precios del gas natural al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida redefine el mecanismo de traslado del precio del gas a la demanda y establece que el Estado nacional asumirá las diferencias —positivas o negativas— entre el Precio Anual Uniforme y el precio de mercado estacional, buscando amortiguar el impacto de los picos de consumo invernales sobre los usuarios residenciales sin alterar la cadena de pagos del sector hidrocarburífero.

El cambio resulta clave en términos económicos, fiscales y regulatorios: consolida la anualización del costo del gas para los usuarios finales, redefine el rol del Estado como compensador de las variaciones estacionales y sienta las bases operativas para la implementación plena del SEF, creado por el Decreto 943/2025, que unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional.

Un nuevo esquema de precios para compatibilizar el Plan Gas.Ar con los subsidios focalizados

La modificación introducida por el Decreto 26/2026 sustituye el punto 13 del Anexo del Decreto 892/2020, que regula el funcionamiento del Plan Gas.Ar. A partir de ahora, se establece expresamente que el Estado nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de Aplicación, con el fin de reducir el costo del gas trasladado a los usuarios, conforme a las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes.

El texto del nuevo punto 13 precisa que dicho monto “podrá ser igual, inferior o superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional”. Asimismo, determina que el diferencial entre ambos precios, cualquiera sea su signo —positivo o negativo—, estará a cargo del Estado nacional o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda.

Este rediseño normativo se apoya en el esquema introducido por el artículo 11 del Decreto 943/2025, que dispuso que las bonificaciones al gas natural, en el marco del SEF, se apliquen exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio surgido del Plan Gas.Ar, excluyendo el gas natural licuado (GNL) regasificado y los contratos celebrados fuera de dicho programa.

Fundamentos técnicos y regulatorios: anualización de costos y neutralidad del Plan Gas.Ar

Desde el punto de vista técnico, el decreto reconoce que la adopción de un Precio Anual Uniforme, construido sobre el costo real de abastecimiento del gas, puede generar desvíos temporales respecto del precio de mercado estacional: precios superiores en los meses de verano e inferiores durante el invierno, sin modificar el valor anual total del esquema.

El Ejecutivo subraya que la eliminación del diferencial estacional para el usuario no implica una modificación sustantiva del Plan Gas.Ar ni de los derechos de los productores firmantes, quienes continúan percibiendo el Precio Ofertado ajustado por el factor estacional, conforme a los puntos 4.34 y 14 del Anexo del Decreto 892/2020. En este sentido, se ratifica que el nuevo esquema no altera los compromisos contractuales ni los incentivos a la producción de gas natural.

El decreto también se apoya en el proceso de participación ciudadana llevado adelante por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, instrumentado a través de las Resoluciones 484/2025 y 592/2025, cuyo informe de cierre fue emitido el 22 de diciembre de 2025 por la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

Impacto económico y operativo: usuarios, productores y finanzas públicas

La redefinición del punto 13 del Plan Gas.Ar tiene efectos directos sobre varios actores del sistema energético. Para los usuarios finales, especialmente los de demanda prioritaria, el nuevo esquema busca evitar que el mayor consumo invernal se vea amplificado por la suba estacional del precio del gas, estabilizando las facturas a lo largo del año calendario.

Para los productores de gas, el decreto aclara que las compensaciones derivadas del esquema anualizado pueden resultar positivas en algunos meses y negativas en otros, sin alterar el flujo anual de ingresos. En este marco, el artículo 2° del decreto instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en los puntos 62 a 77 del Anexo del Decreto 892/2020, a fin de reflejar correctamente estas variaciones.

Desde la perspectiva fiscal e institucional, el Estado nacional asume explícitamente el rol de amortiguador de las diferencias de precio, lo que refuerza su intervención en la política energética en un contexto de reordenamiento de subsidios. El decreto enfatiza que estas adecuaciones son “impostergables y necesarias” para la implementación inmediata del SEF, conforme al artículo 22 del Decreto 943/2025, y se dicta bajo las facultades del artículo 99, incisos 1 y 3, de la Constitución Nacional, con posterior control parlamentario según la Ley 26.122.

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